ТЭК останется инвестиционным локомотивом Юга

Владимир Козлов
генеральный директор аналитического центра «Эксперт Юг»
11 апреля 2016, 00:00   Юг

За последние пять лет южнороссийский топливно-энергетический комплекс сформировал небывалый инвестпортфель, который на пике превышал 35 млрд долларов. За последние два года этот задел был скорректирован, но совсем не кардинально — в том числе благодаря присоединению Крыма

ДМИТРИЙ ГОРУНОВ

За последние несколько лет, согласно ежегодному исследованию крупнейших инвестпроектов, реализуемых в ЮФО, доля ТЭКа в инвестиционном портфеле добралась почти до 50%. Это много — вес следующей по значимости отрасли, которой является инженерно-транспортная инфраструктура, более чем вдвое меньше (подробнее см. «Эксперт ЮГ», № 39–42 за 2015 год). Но кризис, выраженный прежде всего падением цен на нефть и санкциями, сильно ударил по этим планам — по стоимости проектов, срокам их реализации и их общему количеству. В 2014 году у нас в базе насчитывалось 20 инвестпроектов в сфере нефтегаза, сегодня их уже 11. Однако общая стоимость проектов сократилась не настолько кардинально — по нашим оценкам, лишь на 23%.

Падение мировых цен на нефть марки Brent с января 2015 по январь 2016 года с 52 до 37 долларов за баррель и введение Западом санкций в отношении знаковых компаний топливно-энергетического комплекса привели к значительному сокращению доходов российских ВИНКов и сжатию как минимум на четверть их инвестпрограмм. Под запрет попали не только поставки оборудования для глубоководного бурения на континентальном шельфе, которое компании долгие годы импортировали, но и деятельность зарубежных сервисных операторов, обеспечивавших ВИНКи сервисными, буровыми и геологоразведочными работами.

Частично за минувший год удалось импортозаместить лишь незначительное оборудование, аналоги которого производились и в России. В первую очередь это некоторые виды насосов, компрессоры, трубы большого диаметра, морские буровые платформы и пр. Это продукция, которая во многом производится на предприятиях ЮФО, получивших дополнительный импульс к собственному развитию («Тагмет», «Волгограднефтемаш», Краснодарский компрессорный завод, астраханские судоверфи, «АЭМ-технологии» и пр.). Однако более сложное оборудование, к примеру, для реконструкции нефтегазоперерабатывающих предприятий, или мощные насосы, в России не производится. А с резким ростом курса доллара импорт подобных, даже не подпадающих под секторальные санкции комплектующих, влетит ВИНКам в копеечку.

Инвестиционные вехи южной нефтянки

В 2008 году доля инвестиционных инициатив в нефтегазовой сфере в нашей базе «реальных» южнороссийских проектов — то есть проектов, находящихся уже на определённой стадии реализации — составляла лишь 11%. Вклад инфраструктурного строительства, энергетики и даже туризма в портфель инвестиций был гораздо больше. Прошло три года — и эта доля увеличилась до более чем 30%, за это время было заявлено 12 проектов общей стоимостью свыше 30 млрд долларов. В этот период оформились и сильно выросли в масштабе проекты «ЛУКойла». К примеру, ранее фигурировали его планы строительства газохимического комплекса на ставропольском «Ставролене» за 5 млрд долларов и проект по добыче нефти и газа на месторождениях Северного Каспия на сумму 2,8 млрд долларов. А в 2011 году мы уже имели общий проект компании стоимостью 21,3 млрд долларов до 2040 года. Проект развивается, он и сегодня возглавляет список крупнейших отраслевых инициатив в регионе (см. таблицу). За этот же период инвестпрограмма «Роснефти» по Туапсинскому НПЗ выросла с 1,8 до 4 млрд долларов. Кардинально увеличились в масштабах тогда планы «Газпрома» — если в 2009 году речь шла о вложениях 105 млн долларов в разведку и добычу газа в Калмыкии, то в 2011-м уже — о расширении производства по переработке газового конденсата на Астраханском заводе стоимостью 1,3 млрд долларов. Уже по приведённым данным можно увидеть, что вертикально интегрированные нефтяные компании стали главными героями в формировании отраслевого инвестиционного портфеля в регионе. Наконец, у нас появился целый ряд проектов по реконструкции и строительству мини-НПЗ — Ильского, Новошахтинского, завода «Славянск-Эко», завода в Ахтубинском районе Астраханской области. К 2014 году мы насчитывали на Юге около 20 крупных многолетних инвестпроектов общей стоимостью 36,6 млрд долларов — и это был пик, за которым последовали существенные коррективы инвестиционных намерений. Сегодня мы можем говорить, что за последующие два года инвестпортфель отрасли на Юге сократился по количеству вдвое, а по объёму ожидаемых вложений — примерно до 28,2 млрд долларов, если считать по сегодняшнему курсу в 69 рублей за доллар. Падение смягчило появление в инвестпортфеле крупного проекта по освоению крымского шельфа, доставшегося России вместе с полуостровом весной 2014 года.

Причин для столь заметного наращивания вложений в отрасль было две. Главная — появление в конце нулевых техрегламента, который оговаривал существенное повышение минимальных требований к нефтепродуктам в ближайшие годы. В результате все основные структуры бросились модернизировать НПЗ. Потенциал этой темы будет скоро исчерпан — большинство компаний в стране стремились закончить программы модернизации к 2016 году или в 2016 году.

Вторая тема более масштабна — это освоение шельфовых месторождений, которые долгое время считались недостаточно привлекательными для добычи. На шельф до наступления второй волны кризиса успел выйти только «ЛУКойл» — он начал активные работы в 2011 году, и с наступлением кризиса, с падением цен на нефть никаких планов сворачивать не стал. Но на Юге имеются ещё и крупные нефтеносные районы в районе Туапсе (Туапсинский прогиб), побережья Азовского моря, а также букет месторождений, который относится к Причерноморско-Крымской нефтегазовой области. Второй игрок, который ведёт сегодня добычу на шельфе — крымское ГУП «Черноморнефтегаз» (ЧМНГ). Но большинство проектов, связанных с шельфами, так и не успели воплотиться в жизнь. Более всего сдерживала госкомпании необходимость вкладывать огромные деньги в геологоразведку. С целью минимизации этих расходов до определённого момента компании старались привлекать западных партнёров, которые были готовы брать на себя эти затраты в обмен на долю в проекте. Но после обострения отношений России с Западом большинство таких договорённостей было разорвано. В самом тяжёлом положении оказалась НК «Роснефть», которая вынуждена была заморозить инвестпроекты с зарубежным участием на шельфе Чёрного моря, поскольку после введения западных санкций приостановили своё участие в проектах по освоению шельфа итальянская Eni (на месторождении Вал Шатского неподалёку от Новороссийска) и американская ExxonMobil (Туапсинский прогиб). В результате шельфовая добывающая активность госхолдинга на юге России сегодня сведена к нулю.

Крупнейшие инвестиционные проекты ЮФО в нефтяной и нефтегазовой промышленности 16.jpg
Крупнейшие инвестиционные проекты ЮФО в нефтяной и нефтегазовой промышленности

На собственные ресурсы приходится рассчитывать перешедшему под управление правительства Республики Крым ЧМНГ — в результате юг России получил второй сегодня по масштабу инвестиций проект в нефтегазовой сфере. В 2014 году англо-голландская Royal Dutch Shell и румынская OMV отказались от участия в совместном с угодившим под санкции ЧМНГ проекте по разработке глубоководной Скифской площади на шельфе Крыма. Тем не менее, руководство компании изыскало ресурсы, и сегодня в одиночку пытается решить задачу освоения крымского шельфа. В конце прошлого года на Одесском газовом месторождении на шельфе Чёрного моря в ходе бурения скважины №13 специалистами компании был получен мощный приток углеводородов. По расчётам руководства ЧМНГ, это позволит уже в нынешнем году нарастить добычу на 7–10%.

Проекты лидеров

Инвесторы в кризисный период предпочли завершать объекты, которые находятся в высокой степени готовности, заморозив ещё не начатые проекты. К первым относятся главным образом проекты добычи углеводородов в Прикаспийском регионе.

Проект разработки НК «ЛУКойл» крупнейшего на северном Каспии месторождения имени Владимира Филановского, возможно, останется крупнейшим инвестпроектом юга России в этом десятилетии. По информации вице-президента холдинга, начальника главного управления по геологии и разработке «ЛУКойла» Ильи Мандрика, в 2016–45 годах холдинг намерен вложить в этот амбициозный проект не менее 882 млрд рублей (почти 15 млрд долларов по нынешнему курсу). Столь капиталоёмкий проект должен легко окупиться, ибо даже по нынешним рыночным ценам на нефть в 38-40 долларов за «бочонок» при запасах месторождения по категориям С1+С2 в 153,1 млн тонн (1,14 млрд баррелей) «ЛУКойл» может выручить за них порядка 46 млрд долларов. К этому следует прибавить 32,2 млрд кубометров газа (2,2 млрд долларов при нынешней цене в 69,3 доллара за тысячу кубометров) и 40 млн тонн конденсата. Так что есть ради чего решиться на столь весомые траты.

Интересно, что проект запуска месторождения уже почти год (первоначально сдача намечалась на 2015 год) буксует по причинам, далёким от санкций и курса доллара.

В конце прошлого года глава «ЛУКойл-Нижневолжскнефти» Николай Ляшко написал письмо президенту Объединённой судостроительной компании Алексею Рахманову, в котором жёстко раскритиковал работу корпорации по достройке буровой платформы для месторождения имени Филановского на шельфе Каспия (астраханские судоверфи входят в сферу ОСК). А уже в марте 2016 года руководство «ЛУКойла» расторгло договор о строительстве платформы жилого модуля (ПМЖ) на месторождении имени Филановского с другой астраханской судоверфью, «Красные баррикады». В нефтехолдинге объяснили это неудовлетворительными темпами строительства объектов второй очереди обустройства месторождения. Достраивать ПЖМ-2 будет Каспийская гидротехническая компания, с которой уже заключён соответствующий контракт на постройку жилого модуля и ледостойкой стационарной платформы (ЛСП). Ранее «ЛУКойл» ожидал сдачи ЛСП осенью 2016 года. Теперь начало промышленной добычи на Филановском намечено на нынешний август. Получается, что нефтяникам сегодня куда больше проблем доставляют собственные судостроители, чем западные политики.

При этом к середине года «ЛУКойл» полностью завершит программу модернизации своих НПЗ. Холдинг станет первой российской нефтяной компанией, которая полностью реализует проект реконструкции своей нефтепереработки с переходом на выпуск топлива стандарта «Евро-5». В числе прочего речь идёт о завершении модернизации Волгоградского НПЗ с запуском установки гидрокрекинга, которая позволит полностью прекратить выпуск тёмных нефтепродуктов — вакуумного газойля и мазута, доля которых в структуре продукции ВНПЗ сегодня превышает 26%. Инвестиции «ЛУКойла» в этот проект превысили 150 млрд рублей. В итоге на заводе будет создан комплекс глубокой переработки нефти, который, по замыслу руководства нефтехолдинга, должен сделать его лучшим в России с глубиной переработки, близкой к 100%.

Ещё один долгоиграющий прикаспийский проект и регулярный участник рейтинга «Эксперт ЮГ» — разработка Левобережной части Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ), рассчитанная аж до 2222 года и предусматривающая развитие перерабатывающих мощностей Астраханского ГПЗ. По данным НИИ «Газпром ВНИИГАЗ», запасы АГКМ оцениваются в 2,5 трлн кубометров газа и 400 млн тонн конденсата. Разработку месторождения ведёт основной газодобывающий и перерабатывающий оператор региона ООО «Газпром добыча Астрахань» (входит в ПАО «Газпром»), мощности которого позволяют ежегодно добывать и перерабатывать до 12 млрд кубометров газа.

В ноябре прошлого года АГПЗ досрочно приступил к выпуску дизельного топлива стандарта «Евро-5» с содержанием серы не более 10 ppm (запрет на выпуск «Евро-4» правительство РФ наложило с 1 января 2016 года). А весной этого года компания затеяла длительный процесс реформирования. Его итогом должно стать разделение с 1 июля добывающих и перерабатывающих активов с переподчинением последних сургутскому ООО «Газпром переработка». Реформация накладывается на многолетнюю реструктуризацию АГПЗ, из-за чего в этом году объёмы переработки на предприятии, по утверждению его генерального директораСергея Михайленко, сохранятся на прошлогоднем уровне (10,2 млрд кубометров газа и 3,57 млн тонн конденсата), а в 2017 году — снизятся из-за ремонтных работ.

Их смыло второй волной кризиса

Руководство компании «Славянск-Эко» ещё в прошлом году предполагало ввести в эксплуатацию ещё одну установку переработки нефти, что позволило бы нарастить годовой объём переработки на 1,5 млн тонн и довести совокупные мощности до 3 млн тонн как малосернистой, так и смесей нефти Urals. Однако кризис внёс коррективы в планы инвесторов, которые отложили ввод установки в эксплуатацию на 2018 год.

Проект ООО «Успенский перерабатывающий комплекс» (УПК), предполагающий строительство комплекса по переработке нефти и нестандартных тёмных нефтепродуктов в Матвеево-Курганском районе Ростовской области, пока так и остаётся на бумаге. Собственники УПК находятся в поиске соинвесторов, предлагая различные варианты участия в проекте.

Непонятна пока судьба заявленного проекта строительства в Ахтубинском районе Астраханской области компанией ООО «Астрахань-Рефайнинг» мини-НПЗ по производству битума мощностью 300 тысяч тонн в год (инвестор — холдинг Astrakhan Oil Corp., подконтрольный бизнесменуЛеониду Орлову). По итогам проведения оценки проект был признан рентабельным, а его технический директор Эльдар Султан-Заде рассказывал, что завод будет перерабатывать сырьё с месторождений холдинга в Астраханской области и нефть из других регионов. Планируется производство до 100 тысяч тонн судового топлива, до 100 тысяч тонн битума и порядка 20 тысяч тонн нефтяных растворителей. Интересно, что ещё в 2014 году речь шла о мощности предприятия до 500 тысяч тонн в год. Но, судя по данным «СПАРК-Интерфакс», «Астрахань-Рефайнинг» за 2013-14 годы (более свежих данных нет) сдаёт нулевой баланс и показывает годовые убытки (8,675 млн рублей в 2014 году). Хотя от реализации проекта в «Астрахань-Рефайнинг» не отказываются, мы пока вычеркнули проект из своей таблицы.

За минувший год из рэнкинга выпал амбициозный проект группы инвесторов, возглавляемой бывшим заместителем экс-владельца НК «РуссНефть» Михаила Гуцериева Абукаром Бековым, по строительству в Тахтамукайском районе Адыгеи нефтеперерабатывающего завода мощностью 6 млн тонн в год. Несколько лет назад инвесторы выкупили участок в 558 гектаров и перевели его в земли промназначения. Общая стоимость проекта оценивалась в 2012 году в 2,7 млрд евро. Первая очередь НПЗ должна была вступить в строй уже в 2016 году. Однако дальше инженерных изысканий и предварительной договорённости с правительством республики дело не пошло. Глава Адыгеи Аслан Тхакушинов, выступая в конце марта 2016 года с отчётом о деятельности за прошлый год, даже не упомянул проект в числе основных инвестпроектов республики. Не был он выставлен и на прошлогоднем Международном инвестиционном форуме в Сочи.

Мини-НПЗ стараются

В 2016 году должен завершиться очередной этап модернизации ООО «Афипский НПЗ» (входит в компанию «Нефтегазиндустрия»). Здесь будет введён в эксплуатацию комплекс по переработке мазута мощностью 3,36 млн тонн, включающий в себя вакуумный блок, висбрекинг и установку получения серы. По данным директора по производству компании Сергея Сюткина, сегодня АНПЗ перерабатывает 6 млн тонн нефти марки Siberian Lights. К 2018 году эта цифра должна возрасти в полтора раза за счёт ввода ещё одной установки ЭЛОУ АВТ-3, комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля, установок гидроочистки дизтоплива, получения серы и водорода.

Второй этап модернизации должно завершить ОАО «Новошахтинский завод нефтепродуктов» (НЗНП, входит в ООО «Юг Энерго», близкую к группе Сергея Кислова «Юг Руси»). Предполагалось, что ещё до конца 2015 года НЗНП должен был запустить третью по счёту установку электрообессоливания нефти, нарастив мощность переработки с 2,5 до 5 млн тонн в год и увеличив глубину переработки нефти с 74 до 94 процентов. Кроме того, завод наконец к 2019 году планирует получить доступ к трубопроводу «Транснефти», обеспечив себя сырьём. Сегодня нефть поставляется на завод по железной дороге.

Однако у надзорных ведомств есть своё мнение по этому вопросу. В середине марта глава Ростехнадзора Алексей Алёшин выступил с заявлением о том, что ряд нефтеперерабатывающих предприятий имеют проблемы с вводом в эксплуатацию установок вторичной переработки нефти. Среди таковых были названы как раз АНПЗ и НЗНП. Согласно данным на официальном сайте надзорного ведомства, по итогам внеплановой выездной проверки Ростехнадзором новошахтинского завода его руководству даже выписан крупный штраф за 39 нарушений, материалы административных дел в отношении юридических лиц направлены в судебные органы для принятия решения об административной приостановке деятельности сроком до 90 суток, а в отношении генерального директора НЗНП материалы административных дел направлены в судебные органы для принятия решения о его дисквалификации. Претензии Ростехнадзора к НЗНП возникают периодически, но ранее руководству предприятия удавалось находить общий язык с ведомством и своевременно устранять недостатки.

Зато нет претензий у надзорной структуры к другому мини-НПЗ, находящемуся в Краснодарском крае. Руководство ООО «Ильский НПЗ» (входит в инвестиционно-инжиниринговый холдинг «КНГК-Групп») согласовало новую программу развития предприятия с ФАС, Росстандартом и Ростехнадзором. Программа предусматривает до 2022 года наращивание мощности переработки завода с 3 до 6 млн тонн малосернистой нефти в год и увеличение её глубины с 70 до 95%. Это позволит ИНПЗ перейти от выпуска тёмных нефтепродуктов к производству светлых с выпуском автобензина и дизельного топлива, соответствующего стандарту «Евро-5».

Таким образом, в ближайшем будущем стоит ожидать реальной инвестиционной активности тех компаний, которые продлили сроки модернизации своих НПЗ, а также двух компаний, реализующих крупные проекты на шельфах. Основные объёмы от общих 28,3 млрд долларов будут вложены в срок до 2022 года, то есть фактически в ближайшую пятилетку.